"Hitzeflaute" trifft auf das Gap zwischen Theorie und Implementierung
Warten auf die Mispel und was kommunale Energieversorger jetzt wissen müssen
Seit Ende Juni haben wir ein neues Buzzword: „Hitzeflaute“. AnalystInnen sind sich einig: Viertelstündliche Höchstpreise an den Strombörsen von bis zu 750 Euro pro Megawattstunde (MWh) in Deutschland, 902 Euro pro MWh in den Niederlanden oder gar 1.038 Euro pro MWh in Belgien verdeutlichen, dass unser Energiesystem deutlich mehr Flexibilität erfordert. Dabei decken erneuerbare Energien gerade in dieser Jahreszeit nicht selten mehr als 100 Prozent des deutschen Strombedarfs. Man erinnere sich an den 01.05.2026, an dem man beim Laden seines E-Autos über Mittag Geld verdienen konnte.
Einmal mehr wird der Ruf nach Speichern laut. Denn in der Regel gibt es zwei Stunden pro Tag mit hohen Strompreisen, dafür aber auch 16 Stunden mit sehr niedrigen Strompreisen. Warum also nicht die vorhandenen Kapazitäten nutzen, um diese hochpreisigen Zeiten zu überbrücken?
Nun, das ist zurzeit nicht möglich, denn Stand heute gilt: Stromspeicher, die gemeinsam mit einer Anlage für erneuerbare Energien betrieben werden, erhalten nur dann eine EEG-Förderung, wenn sie ausschließlich mit Strom aus erneuerbaren Quellen versorgt werden. Bereits der Bezug einer einzigen Kilowattstunde sogenannten grauen Stroms aus dem Netz führt dazu, dass die Förderfähigkeit entfällt. Die Folge: Gut 16 Gigawatt Heim- und Gewerbespeicherleistung wird auf Eigenverbrauch getrimmt, aber selten wirklich optimal betrieben. Viele Speicher laden per Default bereits mit den ersten Sonnenstrahlen am Morgen, sodass sie am Vormittag bereits vollgeladen sind und zu Mittagsspitzen und Negativpreisen beitragen.
Marktblinde Speicher = hoher Wertschöpfungsverlust
Zum 01.07.2026 stand ein Paradigmenwechsel bevor. Theoretisch. Denn die Festlegung zur „Marktintegration von Speichern und Ladepunkten“ (MiSpeL) der Bundesnetzagentur soll Speicher und Ladeinfrastruktur erstmals zu aktiven Marktteilnehmern machen. Das Ziel: Die bisherige Regelung, nach der schon der Bezug einer Kilowattstunde Netzstrom zum Verlust des EEG-Privilegs führt, wird durch neue Spielräume ersetzt. Ein weiteres Novum: Auch Ladeinfrastruktur wird mit einbezogen, was die Potenziale des bi-direktionalen Ladens hebt.
Das sog. Solarspitzengesetz von Februar 2025 hat hierfür die Grundlage geschaffen und der Bundesnetzagentur (BNetzA) die Kompetenzen zur Ausgestaltung übertragen, die sowohl Neu- als auch Bestandsanlagen erfassen. Die BNetzA hat in ihren bisherigen Entwürfen zwei Modelle vorgeschlagen:
- Die Pauschaloption, die für Kleinanlagen bis 30 Kilowatt Spitzenleistung vereinfachte gesetzliche Annahmen zugrunde legt, die eine Teilnahme ohne aufwendige Messtechnik ermöglicht und von einer pauschalen Einspeicherung ausgeht, die dann vergütet wird. Diese setzt allerdings die Genehmigung der EU-Wettbewerbshüter voraus.
- Die Abgrenzungsoption, die die anteilige Inanspruchnahme von Förderung und Umlagesaldierung erlaubt, sofern eine viertelstündliche messtechnische Abgrenzung des Stroms aus erneuerbaren Quellen erfolgt, ist mess- und abrechnungstechnisch aufwendiger und eignet sich vor allem für größere Anlagen. Sie ist umgehend umsetzbar.
Beide Optionen ermöglichen eine parallele Optimierung von Netzeinspeisung, Eigenverbrauch und Netzbezug unter Beibehaltung von Marktprämien und auch von Saldierungsprivilegien. So werden Investitionen in Speicher attraktiver, Flexibilität kann besser gehoben werden, und das Stromsystem profitiert von einer effizienteren Nutzung erneuerbarer Energien.
Allerdings: Bislang hat die Bundesnetzagentur noch nichts bekanntgegeben. Die Frage ist: Droht ähnlich wie beim Energy Sharing eine Lücke zwischen rechtskräftiger Veröffentlichung und praktischer Umsetzung? Und damit zwischen Ansprüchen von Kunden und einer gesetzeskonformen Implementierung?
Ein bitterer Beigeschmack
Die bisher bekannten Formeln und Vorgaben zur Umsetzung sind alles andere als trivial und lassen darauf schließen, dass mit einer praktischen Umsetzung kaum vor 2027 zu rechnen ist. Sie setzt nicht nur eine viertelstündliche Leistungsmessung voraus, Stichwort intelligentes Messsystem, sondern auch ein Zählkonzept mit zwei Zählern bei der Abgrenzungsoption: eines für die Erneuerbare-Energien-Einspeisung, eines für den Netzstrombezug durch den Speicher. Dies muss beim zuständigen Messstellenbetreiber beauftragt und installiert werden.
Erzeugungsanlage, Speicher und Ladepunkte sind zudem einem Direktvermarkter als „Sonstige Direktvermarktung“ zuzuordnen, der einen separaten Bilanzkreis führt. Voraussetzung sind also zusätzlich die entsprechenden vertraglichen Vereinbarungen.
Ein Home-Energy-Management (HEMS) sowie dynamische Tarife sind genauso gesetzt wie die Einführung neuer Marktkommunikations-Prozesse. Dazu zählt die Neuanlage der Speicher-Marktlokationen, die Übergabe von Messkonzeptinformationen an den Messstellenbetreiber, die Bestellung von Steuerkonfigurationen oder gar die automatisierte Kommunikation der Berechnungsformeln. All dies braucht Zeit, bis es etabliert ist.
Relevanz und Herausforderungen für kommunale Energieversorger
Für kommunale Energieversorger (EVU) ist die MiSpeL-Festlegung von zentraler Bedeutung. Sie eröffnet neue Geschäftsmodelle rund um Speicher und Ladeinfrastruktur, erfordert aber zugleich eine grundlegende Anpassung der eigenen Prozesse und Systemlandschaften. Die Möglichkeit, Speicher als Marktteilnehmer zu führen, bringt Chancen für zusätzliche Erlösquellen, etwa durch Flexibilitätsvermarktung oder die Integration von dynamischen Tarifen und Home-Energy-Management-Systemen (HEMS).
Gleichzeitig entstehen neue Anforderungen: Die Abgrenzungsoption setzt eine viertelstündliche Messung und ein komplexes Zählkonzept voraus, inklusive der Beauftragung und Installation zusätzlicher Zähler und Zählkonzepte durch den Messstellenbetreiber. Erzeugungsanlage, Speicher und Ladepunkte müssen einem Direktvermarkter zugeordnet werden, der einen separaten Bilanzkreis führt. Hinzu kommen neue vertragliche Vereinbarungen und die Notwendigkeit, die Marktrollen und Verantwortlichkeiten klar zu definieren.
IT-Dienstleister und die Marktkommunikation: Von der Theorie zur Umsetzung
Für IT-Dienstleister im Energiebereich bedeutet MiSpeL einen erheblichen Umsetzungsaufwand. Die neuen Anforderungen betreffen die gesamte Prozesskette: Von der Neuanlage der Speicher-Marktlokationen über die Übergabe von Messkonzeptinformationen an den Messstellenbetreiber bis hin zur Bestellung von Steuerkonfigurationen und der automatisierten Kommunikation von Berechnungsformeln.
Insbesondere die Abgrenzungsoption verlangt eine tiefgreifende Anpassung der bestehenden IT-Systeme. Die Integration viertelstündlicher Messwerte, die Abbildung neuer Bilanzkreise und die Abrechnung nach neuen Formeln sind ohne entsprechende Systemanpassungen nicht möglich. Die Entwicklung und Etablierung standardisierter Marktkommunikationsprozesse wird daher zum Engpass, wenn es um eine schnelle Umsetzung geht.
Kurzfristig werden Netz- und Messstellenbetreiber auf individuelle, oft manuelle Prozesse zurückgreifen müssen. Erst mit der Einführung standardisierter Vorgaben kann eine effiziente und skalierbare Umsetzung erfolgen. Die Erfahrung aus dem Energy Sharing zeigt jedoch, dass zwischen rechtskräftiger Veröffentlichung und praktischer Implementierung oft Monate, wenn nicht Jahre liegen. Zu rechnen ist mit einer Umsetzung nicht vor 2027.
Fazit: Warten auf die Umsetzung
Mit MiSpeL werden Speicher und Ladepunkte systemisch erstmals als das anerkannt, was sie sind: aktive Marktteilnehmer, die Flexibilität bereitstellen und zur Entlastung der Netze beitragen. Die regulatorische Weichenstellung ist richtig und notwendig. Doch die eigentliche Herausforderung liegt in der Umsetzung: Ohne standardisierte Prozesse und angepasste IT-Systeme droht eine Lücke zwischen Anspruch und Wirklichkeit und damit zwischen den Erwartungen der Kunden und der Fähigkeit der Branche, diese zu erfüllen. Oder, zugespitzt gefragt: Wann wird aus der regulatorischen Mispel endlich ein marktreifer Apfel?
Hinweis
Bereits im November 2025, als die ersten Grundzüge zur MiSpeL bekannt wurden, haben wir ein Webinar „Bivalente Speicherlösungen – den schlafenden Riesen wecken“ gehalten und uns dabei mit den Fragen beschäftigt, warum und wozu viele Speicher benötigt werden. Außerdem haben wir den Markt, das Marktdesign und die Regulierung eingeordnet. Das Webinar können Sie kostenfrei hier abrufen
